开采特征
开采特征的相关文献在1993年到2022年内共计96篇,主要集中在石油、天然气工业、工业经济、地球物理学
等领域,其中期刊论文84篇、会议论文10篇、专利文献76961篇;相关期刊53种,包括石油天然气学报、胜利油田职工大学学报、新疆石油天然气等;
相关会议10种,包括2015中国非常规油气论坛、2011年煤层气学术研讨会、第四届全国特种油气藏技术研讨会等;开采特征的相关文献由280位作者贡献,包括孔祥文、岳湘安、梁成钢等。
开采特征—发文量
专利文献>
论文:76961篇
占比:99.88%
总计:77055篇
开采特征
-研究学者
- 孔祥文
- 岳湘安
- 梁成钢
- 吴承美
- 吴振祥
- 廖荣凤
- 张春光
- 张熙研
- 战春光
- 李江龙
- 梁官忠
- 樊秀峰
- 江永建
- 王光付
- 石彬
- 简文彬
- 罗云秀
- 罗凯
- 罗麟
- 袁向春
- 赵奇
- 赵庆波
- 郑浩
- 郭智能
- 陈书良
- 饶政
- CHEN Gang
- KONG Xiangwen
- LI Guizhong
- LI Wuzhong
- SUN Bin
- SUN Fenjin
- SUN Qinping
- WANG Bo
- ZHAO Qingbo
- 丁伟
- 丁良成
- 万永清
- 于耀南
- 代玲
- 任勇
- 任莉萍
- 伍友佳
- 何伯斌
- 何国安
- 何晓茹
- 何琰
- 佟文辉
- 俱亚绒
- 傅秀娟
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张冲;
萧汉敏;
肖朴夫;
崔茂蕾;
赵清民;
赵瑞明
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摘要:
潜江凹陷页岩油储层储量丰富,其孔隙中富含多种可溶性矿物,采用CO_(2)-纯水吞吐进行开发,不仅能利用CO_(2)的超临界特性驱油,而且有利于提高CO_(2)在目的储层中的埋存,有效减少CO_(2)排放。但CO_(2)-纯水体系能否进入页岩微纳米孔隙,并有效动用孔隙中的原油是该方法能否实施的关键。通过设计CO_(2)、CO_(2)-纯水和CO_(2)-地层水的吞吐实验,基于核磁共振方法,明确了注CO_(2)、注CO_(2)-纯水和注CO_(2)-地层水组合的吞吐特征,总结了不同孔隙的原油动用规律和作用机理。实验结果表明:注CO_(2)-纯水体系比纯CO_(2)吞吐效率高8.62个百分点,比CO_(2)-地层水组合高12.66个百分点,CO_(2)-纯水组合形成的酸性流体会溶蚀孔隙表面的可溶性矿物,改善孔隙连通性,提高储层渗流能力,并且能有效提高小于0.01μm、0.01~0.10μm孔隙中的原油动用程度。多周期吞吐后,产出液中的离子物质的量浓度明显下降,表明后续注入纯水并未扩大波及体积,只是提高原油动用效率。该研究证实注CO_(2)-纯水体系可以有效提高页岩油藏采收率,为陆相页岩油有效开发提供新思路。
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罗麟;
石彬;
张熙研
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摘要:
针对吴起油田水平井产量递减快、能量难以补充的问题,对X区长6油藏水平井展开注水矿场试验及见水见效、含水变化、递减规律等开采特征分析,运用雷达图版法和权重系数法从水驱状况、产量变化情况、含水情况、能量补充情况和注水利用情况等5方面,对不同含水阶段的水平井注水效果定量综合评价。结果表明1)吴起长6油藏水平井注水见水见效特征以Ⅲ类为主,含水上升规律为S型和凹型,水平井注水平均单井减缓递减率4.2%。2)依据大量统计图版成果分析,4个重要指标合理界限值是水驱采收率15.0%~20.9%;综合递减率5%~15%;各阶段含水上升率4%,8%,12%,13%;各阶段存水率-0.1,0.1,0.3,0.5,0.7,0.9。3)依据油藏特征分析成果,合理确定5个方面9项评价指标权重值,反映水平井实际注水效果优秀仅5口,平1、平2、平3等9口水平井调整注水量可提高单井采出程度2%~7%。该水平井注水效果综合评价方法简单、灵活、便捷,可广泛应用到其他油藏水平井。
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李宾飞;
臧雨浓;
刘小波;
黄咏梅;
李海峰;
朱建军;
卢小娟
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摘要:
针对普通稠油降黏剂辅助氮气吞吐过程中开采特征不明确、降黏剂和氮气协同作用机理不明晰的问题,通过微观可视实验和物理模拟,揭示吞吐过程中流体微观分布特征和降黏剂作用机理,对比研究普通稠油氮气吞吐、降黏剂辅助氮气吞吐的开采特征.结果表明:在普通稠油降黏剂辅助氮气吞吐过程中,降黏剂能有效分散原油和氮气,形成水包油型乳状液和少量泡沫,乳状液和泡沫的贾敏效应能有效抑制气窜,扩大波及面积,延长气体弹性能量作用时间,提高氮气有效吞吐周期,室内实验普通稠油降黏剂辅助氮气吞吐开采可提高采收率6.5个百分点.研究结果有助于进一步明确降黏剂筛选原则,为降黏剂辅助氮气吞吐现场应用提供借鉴.
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罗麟;
石彬;
张熙研
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摘要:
针对吴起油田水平井产量递减快、能量难以补充的问题,对X区长6油藏水平井展开注水矿场试验及见水见效、含水变化、递减规律等开采特征分析,运用雷达图版法和权重系数法从水驱状况、产量变化情况、含水情况、能量补充情况和注水利用情况等5方面,对不同含水阶段的水平井注水效果定量综合评价.结果 表明:1)吴起长6油藏水平井注水见水见效特征以Ⅲ类为主,含水上升规律为S型和凹型,水平井注水平均单井减缓递减率4.2%.2)依据大量统计图版成果分析,4个重要指标合理界限值是水驱采收率15.0%~20.9%;综合递减率5%~15%;各阶段含水上升率4%,8%,12%,13%;各阶段存水率-0.1,0.1,0.3,0.5,0.7,0.9.3)依据油藏特征分析成果,合理确定5个方面9项评价指标权重值,反映水平井实际注水效果优秀仅5口,平1、平2、平3等9口水平井调整注水量可提高单井采出程度2%~7%.该水平井注水效果综合评价方法简单、灵活、便捷,可广泛应用到其他油藏水平井.
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何晓茹
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摘要:
油藏动态分析是油田开发管理的核心,它贯彻于油田开发的始终,涉及面又广.只有掌握油井、油藏的开采动态和开发动态,研究分析其动态机理,不断加深对油井、油藏的开采特征和开采规律的认识,才能把握油田开发的主动权,编制出最佳的开发方案、开发调整方案、提出合理的调整措施和切合实际的生产规划,实现高效、合理和科学开发油田的目的,取得最佳经济效益,并指导下游工程的健康发展.
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于耀南
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摘要:
大牛地气田经过十余年的开发,上古气藏已开发区的调整和未动用储量的有效动用是气田稳产上产的基础。通过对上古气藏直井、水平井地质特征、渗流特征、递减规律等开采特征的分析,总结了面临的主要问题和开发对策,以期对提高气田储量动用率及开发效益提供参考。
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雷军平
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摘要:
针对八面河油田南区沙四1砂组油藏地质特征和注水开发状况,详细分析,研究了目前注水开发中影响产能的主要因素,在前人研究的基础上,完成量化了注水时机、注采比;注水推进方向在什么情况下开发效果较好;通过室内试验与矿场实践相结合,确定合理的配套工艺;同时对面3块老区开展调整潜力研究,制定相应的挖潜对策,提升开发效果。形成了一套适合南区沙四1砂组的开发对策,对八面河油田中低渗透薄层稠油油藏的有效动用提供了借鉴和指导。
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夏志增;
王学武;
王厉强;
白雅洁
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摘要:
天然气水合物资源潜力巨大,高效的开采方法是实现水合物资源开发利用的关键.热水吞吐法广泛应用于石油工业,为加强对热水吞吐法开采水合物藏规律的认识,结合实际水合物藏参数,使用数值模拟方法,研究了水平井热水吞吐条件下水合物藏的开采动态规律,并与单纯降压与单纯注热的开发效果进行了对比.结果 表明,热水吞吐开采水合物藏时,产气速率呈周期性变化,随周期数增加,周期生产时间变长,分解气速率整体呈上升趋势,开发效果变好,但分解气的采出比例偏低,需要采取合适措施提高其采出比例;水合物的分解以水平井筒为中心逐渐向外扩展,但受效范围主要在近井区域;热水吞吐开发水合物藏兼具降压和注热的作用,且开发效果比降压或注热单独作用时好,能够获得更高的产气量、分解气量和水合物分解程度.
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梁文璐;
宁少杰
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摘要:
丰宁县东沟矿床位于河北丰宁外沟门村,区内地层简单,主要为张家口组地层.呈似层状产出,受构造破碎带控制,成矿地质条件优越,在找矿实践中取得了较好的成果.论述了矿床的主要成矿地质特征,分析矿床成因,得出结论,该矿床具有很大找矿潜力.
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高晖;
贺鹗;
项琳娜;
王九理;
高广亮
- 《第四届全国特种油气藏技术研讨会》
| 2010年
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摘要:
采用层次分析思想,应用高分辨率层序地层学旋回等时对比法则,建立高分辨率等时地层格架,并研究其间泥质岩隔、夹层的分布;在等时地层单元内,按照其中不同级次沉积界面和结构单元的特征,把储层详细解剖到成因砂体;通过影响渗流的储层地质参数分析,将目的层砂体划分成4类流动单元.结合产吸剖面和测井解释资料,系统地分析了储层流动单元的构成、流动单元与沉积微相之间的关系及各类流动单元储层的开采特征,总结了不同流动单元在生产中的响应规律.该研究对油田储层认识更深入了一步,对油田下一步的调整挖潜具有一定的指导意义.
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苏爱武;
周俊廷;
吕扬
- 《2016年全国天然气学术年会》
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摘要:
F气田西部缓坡带位于F气田主构造的西部,在宏观上呈现一个由东向西倾斜的斜坡区.该区主要发育低渗透的登娄库组和营城组气层.在主构造开发末期,外甩评价井曾经揭示了本区存在低产、低渗气层,认为其潜力十分有限.近几年,通过评价与开发工作,成功地动用了本区的气层,并依靠本区建产实现了F气田的稳产.本文对这两个低渗气藏的开采特征进行总结,并由此形成了启示.该区的开发动用会为其它类似气田的开发提供借鉴意义.
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饶政;
张春光;
陈雨;
吴强;
王玉;
陈书良
- 《2015年全国天然气学术年会》
| 2015年
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摘要:
通过对新疆油气田石南4井区三工河组开发情况的研究,分析了利用直井、裸眼井、水平井开发低渗、薄层砂砾岩气藏的开采特征.实践表明,应用地质评价技术,优选矿场试验区,分别采用不同井型开发,提高了油气层钻遇率,并取得较好的试气试采结果,提高了单井产气量及储量动用程度.在开发管理过程中,合理调控产能,采用增压开采、涡流排液采气等技术,为提高气藏最终采收率打下了基础,对类似气藏的开发具有指导意义.
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梁成钢;
高敬善;
吴承美;
罗鸿成;
郭智能
- 《2015中国非常规油气论坛》
| 2015年
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摘要:
昌吉油田二叠系芦草沟组致密油处于开发初期,目前已进行直井试采16井次,水平井试采14井次.在分析芦草沟组致密油试采生产特征、压力特征、渗流特征、递减特征、产出剖面特征等基础上,对芦草沟组致密油井采用递减法和退液法进行了采收率测算.认为,水平井及多级压裂技术是实现致密油经济有效开发的两大关键主体技术;无论采用何种压裂工艺,压裂开井后初期供液能力均较强,但40天左右液量即快速递减;初期返排速度与见油天数呈反比关系;初期裂缝流动占主导时,油压下降块,基质出油占主导时,油压下降速度变缓;芦草沟组属正常压力系统,压力系数为1.05-1.20;储集层渗流为非达西流,具有一定的启动压力;致密油多段压裂各段产出不均匀,半年累积产油与示踪剂形态好与较好占比呈正相关;采用递减法预测致密油水平井最终采收率在1.8%-9.9%,平均为3.6%.
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潘彩霞;
田冀
- 《第二届全国油气田开发技术大会》
| 2007年
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摘要:
中海油已投产海相砂岩油田20个,累积产油已达1.7×108m3,占中海油原油累积产量的65﹪,其老油田平均采出程度达到53﹪,个别油田采出程度甚至达到70﹪,这在国内海上油田开发中是首屈一指的.海相砂岩油藏开发效果良好与其得天独厚的地质油藏条件有关,同时也是不断采取增产挖潜政策的结果.本文总结了海相砂岩油藏增产挖潜的做法,分析了调整井和强化排液两类增产挖潜措施的效果,并指出了海相砂岩油藏今后的增产挖潜方向.